春风油田浅层超稠油注采一体化技术应用研究

针对春风油田沙湾组储层埋藏浅、出砂严重、原油黏度高的特点,集成应用了绕丝充填、水平井、氮气、降黏剂、蒸汽、注采一体化技术,注采一体化技术就是稠油热采井蒸汽吞吐转周时不动管柱,上提光杆注汽,下放光杆采油。配套研发了双级热采光杆、大斜度抽油泵、抽油泵纠偏装置、热采井口保护装置。以往稠油转周注汽时需要上作业重新防砂、检换泵。春风油田防砂质量较高,转周时一般不需要重复防砂。另一方面,通过以井筒隔热、均匀注汽管柱、大斜度注采一体化泵为特色的注采一体化技术,提高了热效率,有效避免了转周作业时的冷伤害,充分利用热能,最大程度避免热损失,同时减少作业800井次,降低作业成本。     

胜利首次成功实施大斜度稠油注采一体化技术

<正>近日,胜利油田采油院在草20平90井上实施了大斜度稠油注采一体化技术,并获得成功。草20平90井是现河采油厂的一口稠油水平井,常规生产到后期开始转注蒸汽生产。如果是常规注汽转抽,需起下注汽、生产4趟管柱才能实现,施工工序繁琐,作业时间长,仅转抽就需4~5 d,并且斜井泵虽然能下到大斜度井段,但是不能实现注采一体化;如果采用常规注采一体化技术虽然也能达到目的,但是其下入深度受限,而且无法下入到大斜度井段。科研人     

海上热采注汽管柱设计方法及应用

渤海油田石油资源以稠油为主,多元热流体吞吐是动用海上稠油资源的有效技术手段.现场注汽井多以水平井、大斜度井为主,井身结构复杂.注汽管柱在下入、注汽生产以及上提解封过程风险大.热采井注汽管柱设计是保证管柱下井安全及顺利施工的关键.本文通过空间双向弹簧元模型建立了海上热采井注汽管柱力学模型,并针对渤海油田某区块注汽井进行了...     

注采杆式稠油抽油泵的研制与应用

为解决目前稠油热采用液压反馈抽油泵存在吸入流道长、流通面积小、进油阻力大、泵效低和在相同产量下能耗高的问题,设计了一种注采杆式稠油抽油泵。该抽油泵能够实现稠油热采注采一体化管柱,具有流通面积大、吸入流道短的特点。修井时检泵不用起油管和不动井口,能够减少修井时间50%以上,减轻了工人的劳动强度,并减少了修井费用。22口井的现场试验表明,平均每口井日增液17%,平均提高泵效3.5%,从蒸汽吞吐到转抽等环节工作正常。     

深井薄层稠油油藏水平井注采参数优化设计

针对深井薄层稠油油藏注蒸汽散热效应较厚油层大的特点,在蒸汽吞吐增产机理分析的基础上,运用经济概算、数值模拟、分析类比方法,计算了热采水平井经济布井界限,重点对初期注汽强度、注汽强度周期递增量、初期排液量主要注采参数进行优化设计。研究结果为:水平井极限布井厚度为3 m,水平段长度200 m,位于油层中下部,初期注汽强度为12 t/m,将多个吞吐周期分为3个阶段,每个阶段的注汽强度周期递增量分别为20%,10%,0%,合理的注汽速度为10 t/h,初期采液量应控制在35 t/d。矿场应用取得很好的开发效果,该项研究成果为该类油藏的高效开发热采水平井提供了现场实施依据。     

超稠油水平井注采同体技术研究与应用

针对辽河油田曙一区杜84区块超稠油水平井局部井位部署区域因储层物性差、压力高,在蒸汽吞吐开采初期存在溢流,而延缓油井正常下泵转抽作业时间,降低油井生产时率,错过最佳回采时机,影响油井生产效果的问题,开展了水平井注采同体技术的研究。该技术可以在油井注入蒸汽前将注蒸汽管柱、采油管柱和抽油泵同时下入井内,经过注蒸汽、焖井和放喷后,无需进行转抽作业的工序,而直接挂抽生产。通过现场应用,取得了较好的回采效果,提高了油井生产时率和油汽比,有效地解决了水平井生产中因溢流而影响生产的难题。     

水平井注采同体技术在超稠油开发中的研究与应用

辽河油田曙一区杜84区块超稠油水平井规模实施深入后,区块局部井位部署区域油井储层物性差,压力高,在水平井蒸汽吞吐开采初期存在溢流问题,影响油井正常下泵转轴作业,错过最佳回采时机,使生产效果差,采用热污水反复循环压井处理,不但不能彻底解决溢流问题,还会对油层造成冷伤害和污染。通过研究应用水平井注采同体技术,在注蒸汽前将注蒸汽管柱、采油管柱和抽油泵同时下入井内,当完成注汽、焖井和放喷后,不需要进行转抽作业的工序而直接挂抽生产,能够安全有效地解决水平井生产中溢流所导致的一系列问题,取得了较好的应用效果。     

厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期立体注采井网设计及优化

蒸汽吞吐后期的厚层稠油油藏在平面上和纵向上油层动用不完善,油藏采用蒸汽吞吐开发潜力小,单井可采储量低,很难取得经济效益.为了合理开发厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期的未动用储量,运用热采数值模拟方法,论证了厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期直井—水平井立体注采井网的合理有效性,分别针对双水平井与直井平面上的井距、双水平井纵向上的井距和水平段长度进行了优化研究.结果表明,上部水平井(注汽)和直井在生产中起决定作用,直井扩大了蒸汽平面的波及效率;下部水平井通过排液发挥调节作用,扩大了垂向波及效率,提高了油藏动用程度.对于厚层稠油油藏,水平井与直井井排的距离为50 m,双水平井纵向井距为25 m,水平段长度为350～400m时,开发效果最佳.     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

稠油蒸汽吞吐热采技术

经过多年的研究与实践．热采稠油形成了以蒸汽吞吐为主体的开采工艺。近年来．随着蒸汽吞吐逐渐进入中后期．加之超稠油资源的开发动用，为了保证稠油油藏开发效果．辽河油田分公司在提高注汽质量，分层注汽提高油藏纵向动用程度、超稠油举升．化学辅助蒸汽吞吐，防排砂．套损井修复以及热采测试等方面进行有益的尝试．获得了比较理想的效果。     

超浅层稠油水平井注采工艺的研究与应用

针对井楼油田超浅层稠油水平井原油粘度大、储层胶结疏松、出砂严重、造斜点浅、井斜变化率大以及方位角大的特点,研究应用了滤砂管挤压防砂完井工艺、隔热注采一体化工艺、大斜度抽稠泵抽油工艺,先后在楼平1井等5口水平井进行了现场试验,施工成功率为100%,平均累计增油2683.1t,平均油气比0.321,平均有效期596d。实现了稠油有杆泵人工举升最大井斜角达72.95°,最大位重比2.59。现场应用证明,该技术能够达到超浅层稠油水平井注采的要求,很好地解决了超浅层稠油水平井的开采难题,具有广阔的推广应用前景。     

分层采注一体化工艺研究与试验

针对渗吸采油开发方式下,因采、注井转换作业,导致占井周期长,开发成本增加问题,开展分层采注一体化工艺研究。通过将新型液力反馈泵和新型桥式同心分层注水管柱集成,形成一种分层注采一体化管柱。实施油井转注及水井转采过程中,只需要将柱塞整体提出或下入到泵工作筒。现场在官东6X1区块分别试验2口两段一体化管柱分注井,1口采油井,实施井最大井深3 645 m,最大井斜23.95°,下泵深度最大1 810 m,配水器最大下深3 207 m,试验成功率100%,分注合格率100%。试验结果表明,该工艺可以同时满足直径φ50.8 mm柱塞及目前常用φ42 mm测调仪顺利起下,实现不动管柱注采转换目的。该工艺的试验成功对于低渗透油藏由传统水驱开发向渗吸采油开发方式转变,实现低渗透油藏的经济有效开发具有重要意义。     

连续油管动态监测技术在相国寺储气库中的应用

储气库注采井注采能力是储气库工程设计中的关键参数,决定了储气库的最大应急调节能力,对已完钻的注采井开展准确的注采能力评价就显得尤为重要。针对相国寺储气库注采井大井斜角、长水平段、复杂注采管柱结构和强注强采等特点,开展动态监测技术适应性分析,优化连续油管动态监测工具及施工方案,并进行了2口注采井在高注气量条件下的连续油管动态测试现场施工作业,获取了动态监测数据。对现场施工工艺、配套工具及监测数据评价分析表明,连续油管动态监测技术可满足储气库注采井动态监测施工要求,录取的的数据真实可靠,能为注采井最大调峰能力的确定和注采井的调整提供充分的依据,对类似储气库注采井动态监测工作具有借鉴意义。     

基于模糊综合评判模型的蒸汽吞吐注采参数优化设计方法的研究

方法根据正交设计法和模糊数学原理，提出了一套完善的对蒸汽吞吐注采参数进行优化设计的模糊综合评判模型，并通过计算实例进行分析。目的优化蒸汽吞吐注采参数，提高稠油油藏开发效果。结果该方法能综合考虑蒸汽吞吐过程中各项技术、经济指标的影响，在注采参数优化设计的同时，能够考虑各参数之间交互作用的影响；草20块蒸汽吞吐各注采参数对开发效果的敏感程度依次为：生产井流压、注汽干度、周期注汽量、注汽量递增方式、注汽速度、周期极限产量。结论基于模糊综合评判模型的蒸汽吞吐注采参数的优化设计方法．其优化结果与现场实际较为符合，通过完善可成为优化稠油油藏开发管理的有效方法。     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

辽河油田超稠油油藏开采方式研究

辽河油田杜８４ 块兴隆台油层是一个超稠油油藏。由于地下原油粘度大,流动性差,因此常规直井蒸汽吞吐效果很差,平均周期油汽比只有０．３５。为了提高蒸汽吞吐开采效果,在油田现场采取了一系列技术措施,包括采用高效真空隔热油管、加深注汽管柱、采用大泵抽油等,措施后,周期油汽比提高到了０．５５９。同时,根据该油藏地质特征及原油性质,研究并试验了水平井注蒸汽开采、成对水平井蒸汽辅助重力泄油、水平裂缝辅助蒸汽驱及垂向燃烧辅助水平井重力泄油等新技术及开采方式。结果表明,水平井技术与重力泄油相结合,将是提高厚层超稠油开采效果的一种主要方式。     

海上水平井蒸汽驱长效光纤监测技术研究与应用

海上稠油热采工艺已逐渐由单一的吞吐热采向注采一体化、蒸汽驱工艺发展,通过有效的监测手段获取井筒沿程及水平段的温度数据,对于海上蒸汽驱注汽井尤为重要。分布式光纤监测技术是近几年来发展起来的一项井下测试新技术,与传统测试技术相比,具有实时、稳定、长效等特点,具有无可比拟的技术优势。但海上热采井多为水平井且工艺管柱复杂,应用工况恶劣,安全要求高,监测难度大。结合海上热采井特点和蒸汽驱监测工艺,开展了水平井蒸汽驱光纤监测技术研究,并研制了关键配套工具,形成了一套水平井管内外穿越转换光纤监测工艺。该项测监工艺不仅能监测油管环空温度,了解注汽管柱隔热效果,而且能监测水平段的温度,了解水平段吸汽情况。现场应用结果表明,该监测技术具有耐高温、耐高压、实时、长效的特点,能为海上稠油蒸汽驱以及规模化热采开发提供科学依据,具有较好的应用前景。